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黎明
全面推動碳達峰、碳中和目標的提出，為我國產業結構和能源結構綠色低碳轉型提供了方向指引。2021年3月，中央財經委員會第九次會議強調，要把“雙碳”目標納入生態文明建設整體布局，構建以新能源為主體的新型電力系統。我國作為全球最大的新能源生產國，亟待出臺促進綠色電力交易的指導文件，厘清綠色電力交易與現行各類支持政策和市場交易的邊界。在國家電網有限公司的組織下，北京電力交易中心多次征求市場成員意見建議，研究編制了《方案》并報國家發改委批復，同時積極開展試點交易準備工作。
2021年9月，國家發展改革委、國家能源局正式函復《綠色電力交易試點工作方案》(以下簡稱《方案》)，同意國家電網公司、南方電網公司開展綠色電力交易試點。我國正式啟動綠色電力交易。這也是繼國家開展綠證交易后又一大重要的促進綠色能源發展新舉措。鑒于綠電交易對于推動我國雙碳目標實現的重要性，本文將從綠電交易的內涵及發展背景出發，分析綠電交易的特點以及存在的問題，并針對市場發展提出了幾點建議。
一、綠電交易相關內涵及發展背景
(一) 什么是綠電？
綠色電力是指利用特定的發電設備，如風機、太陽能光伏電池等，將風能、太陽能等可再生的能源轉化成的電能。通過這種方式產生的電力因其發電過程中不產生或很少產生對環境有害的排放物(如一氧化氮、二氧化氮；溫室氣體二氧化碳；造成酸雨的二氧化硫等)，且不需消耗化石燃料，節省了有限的資源儲備，相對于常規的火力發電——即通過燃燒煤、石油、天然氣等化石燃料的方式來獲得電力，來自于可再生能源的電力更有利于環境保護和可持續發展，因此被稱為綠色電力。綠色電力包括：風電、太陽能光伏發電、地熱發電、生物質能汽化發電、小水電。
(二) 什么是綠電交易？
綠電交易特指以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易，用以滿足電力用戶購買、消費綠色電力需求，并提供相應的綠色電力消費認證。它是在電力中長期市場體系框架內設立的一個全新交易品種，能夠引導有綠色電力需求的用戶直接與發電企業開展交易。綠色電力交易試點由國家電網公司、南方電網公司組織北京電力交易中心、廣州電力交易中心具體開，2021年9月7日，綠色電力交易在北京電力交易中心和廣州電力交易中心開市，參與綠色電力交易的市場主體，近期以風電和光伏發電為主，未來將逐步擴大到水電等其他可再生能源。
表 1 綠色電力交易主要制度安排
資料來源：公開市場整理
(三) 綠電交易發展背景
綠色電力交易的發展既是碳中和時代下，實現“雙碳目標”的重要路徑，也是進一步推動再生能源電力市場化消納、健全綠色電力市場交易機制的關鍵抓手。在監管端，又是建立靈活可靠綠色電網，提高電網調度運行經濟性的必要方式。具體而言：
1、在政策端，是實現“雙碳目標”的需要
經濟發展帶來了對能源需求的快速增長，對能源供給承載能力和國家能源安全都提出了嚴峻的挑戰，全球氣候變化進一步加強了環保約束。2020年9月，習近平總書記提出了“雙碳”發展目標，奠定了未來一段時期內國家能源結構轉型的總基調。電力部門作為我國能源消費碳排放的主要來源，綠色電力的發展在實現“雙碳”目標中承擔著重要的任務。綠電交易能夠反映綠電的環境價值，在引導全社會更加主動消費綠電的同時，增強了綠電在電力市場中的競爭力，能夠加快推進綠色能源開發利用和電力行業清潔低碳的發展。通過市場競爭發揮市場優勢，以更低成本實現中國的能源轉型，滿足環保約束。
2022年1月印發的《促進綠色消費實施方案》中第(十)條提出針對綠色交易要“加強與碳排放權交易的銜接，結合全國碳市場相關行業核算報告技術規范的修訂完善，研究在排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以扣減的可行性”。綠電交易和碳市場掛鉤后，用戶可以選擇直接購買綠電來扣減碳排放總量，相比起核證自愿減排量(CEER)來說更容易實現，綠電市場和碳排放權市場的聯動性將進一步加強，能夠助力綠色電力環境價值的提升，進一步推動綠電交易發展。
2、在市場端，綠電市場需求提升，供給成本下降
需求側方面，在綠色轉型過程中，電力消費側有降低用電成本、增進企業經濟效益的需求，也有減少環境影響、提升綠色電力消費比重樹立企業良好社會形象的需求。電力消費側用戶實現降耗減碳主要有四個途徑：投資分布式可再生能源、采購綠證、進行碳排放權交易、采購綠電。相比之下，綠電交易通過采購綠電實現用電減排，限制較低，且是最實際的減排方式，更加符合市場的需要。對于用電企業來說雖然綠電的價格較高，但其中包含的環境價值可以幫助企業更快實現綠色轉型。下一步隨著《方案》的出臺，綠電交易將與可再生能源消納責任權重掛鉤，硬性指標將進一步分解到各市場主體，進一步刺激各主體的綠電需求，促進綠電交易發展。
供給側方面，隨著技術進步和發展背景向好，新能源發電的度電成本逐年下降，已逐漸進入平價時代。從2009-2018年，受關鍵設備價格下降的影響，我國新能源發電的度電成本持續下降，其中光伏發電的成本下降速度最快，十年間下降了90%左右。根據有關研究結果，未來光伏發電和海上風電的建設成本仍有一定的下降空間，而按照2021年的煤價行情，燃煤發電的度電成本在0.32-0.76元/kWh之間，而未來隨著政策縮緊及煤炭資源的進一步減少，燃煤發電的度電成本將進一步上升。
圖 1 1984-2019年中國風電平均度電成本
數據來源：IRENA
圖 2 2010-2019年中國光伏平均度電成本
數據來源：IRENA
3、在監管端，建立靈活可靠綠色電網，提高電網調度運行經濟性
長期以來，中國電源和電網投資一直以計劃電量和管制定價為主，保證了中國電力裝機、輸電容量總量充裕，供電安全性得到保障。隨著綠色電力大規模并入電網，電網容量結構性的矛盾開始凸顯，傳統的計劃手段可能造成過度投資、效率損失的問題。通過建立發展綠電市場，引入市場機制引導電力資源的靈活配置，從而提升系統電源結構配置，更好地發展綠色經濟。同時由于中國電力資源分布不均，集中發電地和集中用電地間隔較遠，電網管理的阻塞會增加電網調度的成本。未來隨著大量分布式發電資源進一步接入電網，調度范圍將大大擴大，當前的集中調度模式難以完成，因此引入綠電交易市場，能夠保證系統高效率、低成本運行，以市場價格引導大量的分布式資源自行調度，從而實現電網的綠色、健康、經濟發展，降低中國能源轉型的成本。
二、我國綠電交易的主要特點
與綠證交易不同的是，我國綠電交易具有” 證電統一“的特點，并且在交易方式上，我國綠色電力交易方式較為多樣，給予用電方、發電方、售電方較大的協商和合作空間。
(一) 證電統一
國內綠電交易實行“證電統一”的模式，即購電方將通過物理的電力輸送，實實在在的接收到再生能源發電，實現將環境價值并軌到綠電交易的綠色溢價中。不同于綠證交易的“證電分離”的模式，綠電交易中，綠色電力是主要的交易商品，而獲得的證書僅為使用了綠電的證明。這種交易模式將受限于電網的實際傳輸能力，但是確保了購電方綠電產品所有權的清晰和唯一性，從而為企業提供了直接購買綠色電力的新渠道。
(二)多樣化交易方式
根據《綠電交易試點方案》，當前綠電交易模式有兩種，一種是“點對點”交易模式，即電力用戶(含售電公司)與發電企業通過電力直接交易方式購買綠電。另一種是“網對點”交易模式，即電力用戶向電網企業購買其保障收購的綠電。從交易方式來看，購電方可以通過協商等方式，直接從發電企業購買綠電；除此以外，電力用戶還可以通過集中競價、掛牌交易等方式，從電網企業購買綠電。多樣化交易方式有利于綠電的價格形成，目前，帶綠色電力屬性后的市場化交易電價比風光上網電價高3- 5分/kwh，隨著交易市場的成熟，電價將充分反應市場供需情況。
三、目前我國綠電交易中存在的主要問題
目前，我國綠色電力交易發展還處于起步階段，面臨著市場成熟度較低、市場化交易機制缺失以及與其他政策及市場機制銜接不完善等問題。具體而言：
(一)綠電交易市場不夠成熟
我國的綠電交易啟動于2021年，雖然我國的綠電交易市場已經借鑒了許多國外成熟西方國家的經驗，但對于我國的電力市場來說仍然是一次重大的創新和變革，使得綠電市場的成熟度有待提高。與美國等國家發達成熟的綠電交易市場相比，我國的綠電交易仍然是以自愿交易市場為主，沒有實現配額強制交易與自愿交易的融合，這就使得許多企業對于綠電的需求并不迫切，降低了綠電交易市場需求端的活力。目前，我國綠電自愿交易市場的電力消費者主要是那些已提出100%綠色電力生產目標的企業和自覺減碳以幫助產品獲取更大國際競爭力的企業，而這些企業往往僅局限于大型的跨國企業集團或者有強烈出口需求的企業，綠電對于龐大的內需企業群體并沒有太大的吸引力。
(二)綠電交易市場化交易機制缺失
我國的綠電交易市場尚未完全形成市場化定價機制。目前，我國綠電交易市場主要有兩種交易方式，一是通過電力直接交易方式購買綠電、二是向電網企業購買綠電。但無論哪一種方式，都需要一個市場化的定價機制來保證綠電市場的長期健康發展。受限于我國綠色發電的成本和國外的技術壁壘，國內綠電長期存在價格劣勢，高度依賴國家補貼，加上區域壁壘和地方保護阻礙，產生了跨區域綠電交易的難題，東部發達地區的高綠電需求低綠電供給與“三北”地區高綠電供給低綠電需求產生了嚴重的供需錯配，種種原因都造成了綠電市場化定價機制的失靈。
(三)綠電市場與其他政策及市場機制銜接尚需完善
在綠電交易市場開放后，我國出現了綠證交易、綠電交易和碳排放權交易三類推進能源綠色低碳轉型的重要市場機制，三類市場之間由于有著“促進綠色低碳發展”的共同目標，容易存在這一些市場機制方面的沖突。一方面，綠電交易市場與碳交易市場可能存在著重復支付環境費用的問題，造成電-碳市場銜接存在缺陷；另一方面，綠電市場和綠證市場的證電關系也存在著明顯的沖突，綠電市場的“證電合一”模式與綠證市場的“證電分離”差異造成了雙市場機制下的證電關系紊亂。綠電市場作為連接綠證市場和碳排放權交易市場的“粘合劑”，需要在市場機制的銜接方面進行進一步完善。
四、綠電交易市場發展建議
為推動我國“雙碳”目標的實現，我國綠電交易市場需要進一步完善，以充分保障再生能源消納。在交易標的方面，建議增加新能源發電標的，擴大市場范圍；在機制建設方面，建立跨區域的綠色交易新機制與新模式；在機制協同上，探索與碳排放交易等不同市場機制的銜接和協同發展路徑。
(一)推進綠電交易市場多元化發展
首先，我國綠電交易市場目前的交易標的主要還是風電和光電，許多其他的新能源發電并沒有被綠電交易市場接納，因此，綠電交易市場需要適時添加交易標的，使更多、更高效的綠色電力加入綠電交易市場，擴大綠色電力交易的適用面。
其次，目前我國綠電交易只有自愿交易市場，缺失配額制的強制綠電交易市場，這就使得許多企業缺失對于綠電的購買興趣和需求。因此，未來我國需要根據綠電交易市場發展的成熟度和“碳中和”目標的實施進度實施配額制的綠電交易，提高綠電交易雙方的活躍度。
(二)探索綠電交易新機制和新模式
我國幅員遼闊，人口眾多，但不同地區間的發展極不平衡，這就阻礙了全國統一綠電交易市場的建立，正如前文所說，在區域協同機制不完善和地方保護主義的影響下，我國的綠電市場交易機制并沒有實現統一定價和統一協調分配。因此，我國需要探索并建立合理完善的跨區域綠色交易機制和來解決這一頑疾，實現綠色電力就近消納和跨區域綠電交易的協同運行，努力構建統一市場體系下的綠電交易價格機制和綠電追蹤配套機制。
(三)促進“電-證-碳”不同市場機制的銜接和協同發展
綠色電力對于電力消費者的意義在于其蘊含的綠色低碳價值，而要使這部分價值能夠體現出來，需要全國碳市場或國外碳關稅對于綠電零碳特性的認可。但是，目前我國的綠電交易是否能作為零碳依據在官方層面并沒有明確的解釋，這就大大降低了企業購買相對于普通電力而言高溢價的綠電的積極性。因此，我國的相關部門需要出臺政策，讓綠電的碳減排能夠得到國內碳市場和國外碳關稅的認可，通過碳排放權傳導綠電的消費意愿，合理化綠電的高溢價。在綠電市場和綠證市場的銜接中，還需要國家相關部門統一協調證電之間的關系，把國家可再生能源信息管理中心核發的綠證和綠電交易中心的綠電交易結果相匹配，有序推進綠證市場與綠電市場的有機融合。
原標題：IIGF觀點 |我國綠電交易發展情況、問題及建議
